Основы разработки нефтяных и газовых месторождений

б) количество и местоположение вводимых в эксплуатацию разведочных скважин;

в) количество и местоположение опережающих добывающих

инагнетательных скважин, проектируемых к бурению в пределах разведанного контура с запасами категории С1 (в отдельных случаях

иС2), интервалы отбора керна из них;

г) комплекс опытных работ, виды геолого-промысловых и геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов, проводимых: для уточнения положения ВНК, ГНК, эффективных толщин, коэффициентов продуктивности добывающих скважин, приемистости нагнетательных скважин по воде; рациональных депрессий и репрессий; изучения фильтрацион- но-емкостных характеристик пластов, состава и физико-химических свойств пластовых жидкостей и газа;

д) основные ожидаемые показатели по фонду скважин, максимальным уровням добычи нефти (жидкости), газа, закачки воды в целом по месторождению.

Ключевое место в «Проекте пробной эксплуатации» отводится программе проведения исследовательских работ.

Технологическая схема разработки нефтяного месторождения

Технологические схемы разработки нефтяных месторождений являются одними из основных проектных документов, по которым разрабатывается большинство месторождений России (70 %).

Технологические схемы разработки составляются для запасов категорий А, В, С1 и С2. В технологической схеме разработки обосновываются:

–адресная геолого-промысловая модель (статическая);

–выбор способов и агентов воздействия на пласты;

–порядок ввода объектов в разработку;

–способы и режимы эксплуатации скважин;

–уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку;

31

–вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;

–вопросы, связанные с физико-химическими, тепловыми и другими методами повышения нефтеизвлечения из пластов, показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов;

–выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;

–мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

–требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;

–требования к системам поддержания пластового давления (ППД) и качеству используемых агентов;

–требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;

–мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;

–специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин;

–объемы и виды работ по доразведке месторождения;

–вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.

В технологических схемах рассматривается не менее 3–5 вариантов. Технико-экономические расчеты проводятся на период 20– 30 лет ежегодно, затем по пятилеткам и далее по десятилеткам до конца разработки. Технологическая схема – проектный документ, определяющий с учетом экономической эффективности принципы воздействия на пласты и предварительную систему промышленной разработки месторождения.

Исходной первичной информацией для составления технологической схемы разработки месторождений являются данные разведки, подсчета запасов, результаты лабораторных исследований процессов

32

воздействия, керна и пластовых флюидов, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков, требования технического задания на проектирование и нормативная база.

В технологических схемах разработки по залежам, значительная часть запасов которых сосредоточена в недостаточно разведанных участках или пластах (запасы категории С2), проектные решения должны приниматься с учетом необходимости доразведки и перспектив разработки всего месторождения.

Кроме основного фонда эксплуатационных скважин в технологической схеме предусматривается фонд резервных скважин для вовлечения в разработку запасов отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку основным фондом и выявлены в ходе реализации проектных решений. Число резервных скважин может составлять от 10–25 до 30 % в зависимости от прерывистости пластов, плотности сетки основного фонда и т.д.

Проект разработки нефтяного месторождения

Проект разработки – основной проектный документ. Он составляется обычно после разбуривания 70 % основного фонда скважин месторождения (залежи) с учетом дополнительных геолого-промысло- вых данных, полученных в результате реализации утвержденной технологической схемы, результатов специальных исследований, данных авторского надзора. По сравнению с технологической схемой характеризуется большей глубиной проработки отдельных вопросов.

Впроектах разработки дается обоснование системы разработки, норм отбора нефти и жидкости, системы регулирования разработки; программы и объем исследовательских работ, в том числе по контролю за разработкой. Выполняются анализ разработки месторождения и расчет показателей разработки на перспективный период.

Всоставе проектов разработки (доразработки) рекомендуется приводить дополнительные материалы, отражающие: структуру остаточных запасов нефти; показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов; обоснование бурения дополни-

33

тельных скважин и скважин-дублеров. Они предусматриваются для замены скважин, фактически ликвидированных из-за физического износа или по техническим причинам, но еще не выполнивших свою задачу. Предусматривается резервный фонд скважин до 10 %. Если в технологических схемах рассматривается 3–5 вариантов разработки, то в проектах разработки – два варианта. Первый – существующий, при сложившейся системе разработки, во втором рассматриваются мероприятия по ее улучшению, с применением новых методов, новых технологий, предусматривающих дополнительное воздействие, внедрение геолого-технических мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта и в целом на залежь. Приводится экономическое обоснование вариантов разработки.

Уточненные проекты разработки нефтяного месторождения

Уточненные проекты разработки (доразработки) составляются на поздней или завершающей стадии эксплуатации, после добычи основных извлекаемых (более 80 %) запасов нефти месторождения, в целях корректировки добывных возможностей залежей, повышения эффективности их разработки, достижения более высокого КИН.

В проектных документах на разработку обосновываются:

–выделение эксплуатационных объектов;

–системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин;

–уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку;

–вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;

–вопросы, связанные с физико-химическими, тепловыми и другими методами повышения нефтеизвлечения из пластов;

–мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

34

–требования к системам сбора и промысловой подготовке продукции скважин;

–требования к системам поддержания пластового давления (ППД) и качеству используемых агентов;

–требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;

–мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;

–специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин;

–объемы и виды работ по доразведке месторождения;

–вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.

В составе проектов разработки (доразработки) рекомендуется приводить дополнительные материалы, отражающие:

–структуру остаточных запасов нефти;

–показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов;

–обоснование бурения дополнительных скважин и скважиндублеров.

Основные задачи и содержание авторского надзора за разработкой нефтяных месторождений

Авторский надзор ведут авторы проектных документов по разработке нефтяных месторождений. Как правило, это территориальные научно-исследовательские и проектные институты нефтяной промышленности (НИПИнефть).

В авторском надзоре контролируются:

– степень реализации проектных решений и соответствие фактических технико-экономических показателей и принятых в технологических схемах или проектах разработки месторождений (вскрываются причины, обусловившие расхождения, даются рекомендации, направ-

35

ленные на достижение проектных показателей, а также заключения о мероприятиях и предложениях производственных предприятий, направленных на обеспечение проектного уровня добычи нефти);

– степень выполнения запроектированных мероприятий по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин, требований к порядку освоения и ввода нагнетательных скважин, к дифференцированному воздействию на объекты разработки, качеству воды, используемой для заводнения, к технологиям повышения нефтеизвлечения.

При авторском надзоре газонефтяных месторождений, разрабатываемых с отбором природного газа из газовых шапок, а также месторождений, разрабатываемых с закачкой газа, контролируется выполнение требований к конструкциям газовых скважин, методам вскрытия пластов и освоения скважин, требований к системам сбора

иподготовки продукции газовых скважин, анализируются объемы

ивиды исследовательских работ, проведенных в целях контроля барьерного заводнения. Проверяется выполнение проектных мероприятий по охране недр и окружающей среды, мероприятий по доразведке месторождения, его краевых зон.

Рекомендации по выполнению проектных решений в информационном отчете и протоколе авторского контроля могут содержать уточнение объемов и сроков бурения скважин, а также их местоположение после уточнения геологического строения и контуров неф- те-водо-газоносности.

1.5.Методы увеличения нефтеотдачи пластов

Врезультате эксплуатации нефтяных скважин на поверхность извлекаются не все запасы нефти, а только их часть. При разработке

нефтяных месторождений конечный коэффициент нефтеотдачи в карбонатных коллекторах достигает 0,4–0,5, а в терригенных коллекторах 0,4–0,8. Указанные значения достигаются при максимально благоприятных условиях (небольшая вязкость нефти, хорошая проницаемость и однородность пластов, организация системы заводнения, плотная сетка скважин и т.п.).

36

Увеличение нефтеотдачи хотя бы на 0,1 д. ед. (10 %) может привести к значительным приростам добычи нефти и улучшению экономических показателей. Особенно это может сказаться на разрабатываемых месторождениях, где существует система сбора и подготовки нефти, система ППД, дороги, линии электропередач, система связи и т.д.

Одним из способов увеличения коэффициента нефтеотдачи является применение новых методов нефтеотдачи (МУН), их эффективность в значительной степени зависит от правильного их выбора для конкретных условий месторождения. Выделить можно три основных группы факторов:

–геолого-физические (вязкость нефти и минерализация пластовой воды, проницаемость и глубина залегания пласта, его толщина, однородность, текущая нефтенасыщенность, пластовое давление, величина водонефтяной зоны и т.п.);

–технологические (закачиваемый агент, его концентрация и количество, фонд добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное расположение, расстояние между скважинами (плотность сетки скважин), система разработки и т.п.);

–технические (обеспечение техникой, оборудованием, их качество, наличие и расположение источников сырья (агента), состояние фонда скважин, климатические условия и т.д.).

На основании лабораторных исследований, опытно-промышлен- ных и промышленных испытаний разработаны определенные критерии методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Классически они разделены на четыре большие группы [1, 5, 21]:

–физико-химические (закачка водных растворов поверхност- но-активных веществ (ПАВ), загустителей полиакриламида (ПАА), щелочей, кислот и др. агентов);

–методы смешивающегося вытеснения (закачка в пласт дву-

окиси углерода (СО2) или карбонизированной воды, углеводородного или дымовых газов, водогазовой смеси, применение мицеллярных растворов и др.);

–тепловые методы (закачка горячей воды, закачка пара, влажное внутрипластовое горение);

37

– гидродинамические методы (гидравлический разрыв пласта (ГРП), нестационарное (циклическое) заводнение и отбор жидкости с изменением направлений фильтрационных потоков (ИНФП), повышение давления нагнетания, перенос фронта нагнетания, очаговое и избирательное размещение нагнетательных скважин, форсированный отбор жидкости и др.).

Физико-химические методы повышения нефтеотдачи

Закачка водных растворов поверхностно-активных веществ.

Водные растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ), закачиваемые в пласт, оказывают многостороннее воздействие на физикохимические свойства пластовых систем. Они даже при небольшой концентрации способствуют значительному снижению поверхностного натяжения воды на границе с нефтью и твердой поверхностью,

врезультате этого нефть более полно вытесняется из пористой среды. ПАВ способствует дроблению глобул нефти, охваченных водой, снижают необходимый перепад давления для фильтрации жидкостей

впористой среде, улучшают моющие свойства воды. ПАВ влияют на смачиваемость поверхности пор пластовыми жидкостями: уменьшение угла смачиваемости, интенсивность капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. В результате происходит отмывание капель нефти от породы.

Технология: концентрация ПАВ в закачиваемом водном растворе равна 0,05 %; величина оторочки раствора 50–100 % от объема пор, насыщенных нефтью. В результате закачки раствора ожидаемое увеличение нефтеотдачи на 10–15 %, по последним исследованиям

(5–10 %).

Закачка растворов ПАВ проведена на Арланском, Туймазинском, Ромашкинском, Шагиртско-Гожанском и других нефтяных месторождениях.

Контроль за ведением процесса осуществляется как по добывающим, так и по нагнетательным скважинам. Измеряется концентрация раствора как при закачке в нагнетательные скважины, так

38

и при отборе проб в добывающих скважинах, измеряется в лабораторных условиях величина поверхностного натяжения. Снятие профилей приемистости по нагнетательным и профилей отдачи по добывающим скважинам. Измеряется обводненность продукции, дебиты скважин по нефти и жидкости и др.

Закачка водных растворов полимеров. Сущность метода поли-

мерного заводнения (ПАА) заключается в выравнивании подвижностей нефти и вытесняющего агента для увеличения охвата пласта воздействием. Нагнетание растворов полимеров в продуктивные пласты изменяет гидродинамические характеристики объекта разработки. В результате этого начинают работать пропластки, которые при обычном заводнении оказываются неохваченными процессом. Механизм действия полимерных растворов проявляется в снижении подвижности воды (вытесняющего агента).

Подвижность жидкостей (нефти и воды) в пластовых условиях условно выражается отношением фазовой проницаемости для данной жидкости и ее вязкости. Нефтеотдача в значительной степени зависит от безразмерного параметра (М), равного отношению подвижностей воды и нефти:

где kв и kн – фазовая проницаемость соответственно для воды и нефти; ηв и ηн – динамическая вязкость соответственно воды и нефти.

Отношение вязкостей нефти и воды называется относительной вязкостью

На данном этапе разработки мы не можем повлиять на фазовую проницаемость, хотя она изменяется в процессе разработки. С увеличением обводненности продукции увеличивается фазовая проницаемость для воды и соответственно уменьшается для нефти.

Уменьшение подвижности воды может быть достигнуто за счет повышения ее вязкости с помощью загустителей. При этом повыша-

39

ется эффективность вытеснения нефти из неоднородного коллектора также за счет выравнивания фронта вытеснения. Вязкость воды может быть повышена за счет добавления в нее водорастворимых полимеров. Благоприятный результат получен при использовании в качестве загустителя гидролизованного полиакриламида (ПАА).

В качестве рабочего агента повышенной вязкости могут быть использованы пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2–1,0 % пенообразующих веществ. Такие пены имеют вязкость

в5–10 раз большую вязкости воды. Оторочка из пены проталкивается вглубь пласта водой.

Полимерное заводнение рекомендуется применять при проницаемости пласта свыше 0,1 мкм2 и пластовой температурой менее 90 °С. В некоторых случаях применение ограничивается химическим составом пластовых вод, так как большое количество реагента идет на нерациональное взаимодействие с пластовой водой. При практическом осуществлении процесса наиболее рационально закачивать

впласт оторочку загущенной воды и далее продвигать ее по пласту обычной водой. Метод полимерного заводнения не рекомендуется применять в пластах, содержащих глинистый материал (5–10 % и более), так как в присутствии глины происходит взаимная коагуляция двух различных коллоидных систем.

Технология: концентрация ПАА в закачиваемом водном растворе равна 0,05 %; объем оторочки раствора 50–100 %. В результате закачки раствора ожидается увеличение нефтеотдачи на 10–15 % (5–10 %).

Применение щелочных агентов. Применение щелочного за-

воднения основано на взаимодействии щелочи с пластовыми жидкостями и породой. Основными факторами повышения нефтеотдачи при этом считаются следующие: снижение межфазного натяжения на границе нефти и раствора щелочи; образование эмульсии, вязкость которой выше, чем обычной воды; изменение смачиваемости поверхности пород-коллекторов; растворение прочных граничных пленок. В последнее время к положительным факторам стали относить и осадок, который образуется в результате взаимодействия раствора

40